L a produzione di energia elettrica per mezzo di pannelli fotovoltaici installati suitetti degli edifici ha un grande potenziale nel mondo agricolo e, in particolare,nelle aziende zootecniche caratterizzate da ampie superfici coperte.

In tale prospettiva è importante disporre di strumenti tecnici in grado di fornire analisidelle prestazioni e stime previsionali delle rese energetiche ottenibili dai vari tipid’impianti nelle date situazioni di esercizio favorendo così un’ottimizzazione degliinvestimenti.Il presente lavoro si è quindi focalizzato sull’analisi delle produzioni energetiche forniteda tre diversi impianti fotovoltaici installati in un’azienda zootecnica di bovini da latte,sita in provincia di Reggio Emilia (Latitudine 44°), allo scopo di valutare il ruolo svoltodai vari fattori nella determinazione dei rendimenti e di poter altresì verificare l’affidabi­lità di modelli previsionali creati per fornire stime preventive delle possibili reseenergetiche.

A tale scopo si sono presi in esame due modelli teorici predittivi:uno di nostra creazione, che determina la prestazione diun impianto a partire dai dati climatici e di insolazionelocali e tiene conto in modo analitico delle efficienze/perdite di tutti i componenti la catena impiantistica (dalcollettore fotovoltaico all’allacciamento alla rete elettri­ca); un secondo modello che consiste in un softwaremolto utilizzato in ambito tecnico­commerciale denomi­nato PVGIS (Photovoltaic Geographical Information Sy­stem), dell’Istituto per l’Energia – Joint Research Centerdella Comunità Europea, 2012, disponibile sul Web (ht­tp://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis), il quale fornisce una pro­

di R.A. Malagnino e P. Zappavigna

Analisidi tre diversi impianti

installati in un’aziendaper bovini da latte

situata in provinciadi ReggioEmilia

FotovoltaicoCosa influenzail rendimentoenergetico

Gli autori sono del Dipartimentodi Scienze e Tecnologie Agroalimentaridell’Università di Bologna.

DAL PROGETTO “RE SOLE”

I l presente lavoro si basa su dati raccolti nell’ambito del Progetto

“Re Sole” (Sviluppo delle diverse tecnologie per il risparmio

energetico e per lo sfruttamento di energia solare negli allevamenti

dell’Emilia Romagna), coordinato dal Crpa di Reggio Emilia,

finanziato dall’assessorato Agricoltura della Regione Emilia

Romagna e cofinanziato da Bit spa di Parma, Project Group di San

Polo (Re), Bluengineering srl di Rubiera (Re), Kiepe Electric spa di

Cernusco sul Naviglio (Mi) e Isomec srl di Parma. P.Z. l

cedura sintetica di stima della resa elet­trica di impianti fotovoltaici di varia carat­terizzazione tecnologica, per località sitein Europa e Nord Africa.

Materiali e metodi1.1. Caratteristiche degli impiantifotovoltaiciGli impianti analizzati sono, come si èdetto, tre, installati con tre diverse moda­lità, tutti di tipo “grid­connected” ossiadirettamente collegati alla rete elettricanazionale. L’impianto 1 è installato sullafalda sud di una stalla a stabulazione li­bera per bovine da latte di recente co­struzione (Figura 1), in aderenza alla su­perficie della falda, secondo la modalità“a totale integrazione architettonica”. An­che l’impianto 2 è a totale integrazione

ed è suddiviso in tre sottocampi: si trattadi una falda di una stalla a stabulazionefissa per bovine da latte e di due falde diun fienile con tetto a capanna (Figura 2).Infine, l’impianto 3, è installato a terra eoccupa una superficie totale di circa 0,8ettari (Figura 3). La Tabella 1 riporta leprincipali caratteristiche tecniche degliimpianti in esame.1.2. Database di monitoraggio im­piantiPer tutti gli impianti l’analisi prestazionaleè stata condotta su un’annata di eserciziocompleta (2012) con un approfondimen­to concernente un insieme di quattro pe­riodi settimanali rappresentativi di ognistagione.I dati reali forniti dai contatori degli im­pianti 1 e 2 si riferiscono all’energia elet­trica prodotta, in forma cumulata giorna­liera, e alla potenza istantanea erogata(220 V AC), rilevate a intervalli di dieciminuti. Questi dati sono stati dapprimasincronizzati temporalmente per ovviareall’assenza di rilevamenti a causa d’inter­venti manutentivi e, in seguito, sono statifiltrati eliminando le osservazioni ritenutenon attendibili. I dati mancanti invece nonsono stati sostituiti (es. per l’impianto 2dal 17/08 al 10/11). L’intervallo tempo­rale minimo delle nostre elaborazioni èquello orario per gli impianti 1 e 2, mentre

per l’impianto 3, essendo disponibili uni­camente i dati giornalieri d’energia elet­trica prodotta e non di potenza erogata,l’intervallo minimo risulta essere il giorno.1.3. Database meteoclimaticiPer quanto riguarda i database meteocli­matici, non essendo direttamente otteni­bili dai sistemi di monitoraggio presentinegli impianti, si è fatto riferimento a duedatabase di carattere generale: il primo èderivato dalla piattaforma web Dexter,dell’Arpa dell’Emilia Romagna, e forniscedati sull’irraggiamento solare incidentesu di una superficie orizzontale, sullatemperatura dell’aria a livello del pannellofotovoltaico e sulla velocità media delvento, misurati su base oraria (nel nostrocaso sono stati impiegati quelli rilevatidalla stazione meteo più vicina alla locali­tà d’interesse, distante circa 6 km); il se­condo è tratto dal database del citatomodello PVGIS e deriva da elaborazionid’immagini satellitari fatte dalla collabo­razione CM­SAF (http://www.cmsaf.eu)su un arco temporale di 12 anni.In questo modo si è realizzato un quadrocompleto della disponibilità d’insolazioneannua nella zona d’impianto. In Figura 4,sono riportate le disponibilità giornalieremedie annue di energia raggiante (kWh/m2/giorno) per ogni impianto/sezionedell’azienda secondo le due fonti testé

• Figura 1 ­ Impianto fotovoltaico 1: falda ovest di stalla a stabulazione liberaper bovine da latte.

• Figura 2 ­ Impianto fotovoltaico 2: sezioni A, falda ovest di stalla astabulazione fissa, e C, falda est del fienile.

• Figura 3 ­ Impianto fotovoltaico 3: installazionea terra.

descritte. Inoltre, della stazione Arpa so­no stati impiegati i rilevamenti orari dellatemperatura dell’aria e della velocità delvento, registrati nel 2012 (Figura 5), alfine di valutare l’effetto della stagionalitàsull’efficienza dei pannelli fotovoltaiciesaminati.1.4. Modelli previsionali di resaelettrica da impianti fotovoltaiciAvendo definito il quadro della disponibil­

tà teorica di energia solare nei diversiperiodi dell’anno, l’energia elettrica pro­ducibile da ciscun impianto fotovoltaicopuò essere stimata attraverso un proce­dimento di calcolo che segue il flussologico riportato in Figura 6.L’insieme degli input del modello contie­ne: a) i dati ambientali di funzionamento equelli strutturali, ossia i fattori di posizio­ne geografica (latitudine e longitudine),

orientazione (angoli di Tilt e Azimut), tipod’installazione (integrato o a terra), even­tuali perdite locali (es. ombreggiamenti,polveri); b) i dati tecnici d’impianto, ri­guardanti la tecnologia fotovoltaica (sili­cio mono e policristallino, a film sottile,ecc.) e la componentistica installata nellalinea di condizionamento di potenza (in­verter, trasformatore, ecc.).Attraverso queste informazioni, la produ­

IMPIANTO FV 1 2 3

Anno di avvio 2009 2009 2011

Ubicazione Stalla Stalla e fienile Terreno di 8000 m2

Tipologia installazione Integrato su tetto Integrato su tetto A terra

Tilt (°) 17 SEZIONE

A 15

32B 6

C 6

Azimut (°) 7 Ovest SEZIONE

A 99 Ovest

0 SudB 81 Est

C 99 Ovest

Potenza installata (kWp) 99,2 98,25 479,52

Superficie (m2) 719,65 702,23 3309,05

Pannello FV

TipologiaHyundai HIS­M200F Hyundai HIS­M203F Sunowe SF185

(Si policristallino) (Si policristallino) (Si monocristallino)

Potenza (W) 200 203 185

Area (m2) 1,4503 1,4503 1,2766

Rend. (%) 13,8 14 14,5

Inverter

Tipologia6 Danfoss TLX 15k

6 Danfoss TLX 15k 24 Albatech APL201 Danfoss TLX 10k

Configurazione Centralizzato Multistringa (Master­Slave) Dedicato per stringa

Rend. EU (%) 97,5 97,5 97

Sistema di monitoraggio Weblogger Weblogger SolarLog1000

Rend. trasformatore (%) 98,5 98,5 98,5

Allacciamento BT BT MT

TABELLA 1: CARATTERISTICHE TECNICHE DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI ESAMINATI. PER L’IMPIANTO 2,LE SEZIONI A, B

zione elettrica annua dell’impianto foto­voltaico è valutata in via generale me­diante un algoritmo che, tenendo contoanche delle perdite di conversione previ­ste e/o prevedibili, genera una previsionedi resa elettrica per qualsiasi periodo del­l’anno di esercizio tipo.In questa stima sono messi in conto varifattori di perdita energetica classificabiliin tre macro­voci: 1) attenuazioni del­l’energia solare prima dell’arrivo sulla su­perficie fotosensibile; 2) inefficienze,

tecnologica e funzionale, del pannello fo­tovoltaico; 3) perdite nella linea di condi­zionamento dell’energia elettrica genera­ta per l’immissione nella rete di distribu­zione. In Tabella 2 sono riportati dei valoritipici di perdita per ognuno di questi fat­tori dissipativi espressi come percentua­le dell’energia solare convertibile in elet­tricità.Nella prima macro­voce di perdita rien­trano quei fenomeni di riduzione dellaradiazione solare realmente incidente

dovuti a cause esterne all’impianto (es., lapresenza di corpi ombreggianti adiacenti,strati di polvere, neve e/o ghiaccio edelevata nuvolosità, specialmente nel pe­riodo invernale).La più importante inefficienza dipendeperò dalla seconda voce, ossia la tecno­logia impiegata nel modulo fotovoltaico. Ipannelli al silicio mono e policristallinopresentano in media valori di rendimentonominale pari rispettivamente a16÷20% e 12÷14%. Negli impianti inte­grati si predilige la seconda soluzionesoprattutto per motivi economici (super­ficie disponibile ridotta che non giustifical’impiego di tecnologie costose, come ilmonocristallino tipico d’installazioni digrande potenza). Altra dissipazione nelpannello è dovuta a un eccessivo riscal­damento dello stesso specialmente inestate, in media dell’8% (Tabella 2).Esistono infine perdite che riguardano lalinea di condizionamento di potenza elet­trica DC/AC costituita da numerosi di­spositivi, tra i quali inverter, inseguitore dimassima potenza (MPPT) e trasformato­re, che insieme generano una perdita to­tale d’impianto (BOS: Balance of Sy­stem) su base annua pari a circa il 14%. Ilmaggior contributo deriva dall’inverter edalla relativa configurazione (Tabella 2).Le installazioni più diffuse sono: a) inver­ter centralizzato, che gestisce le stringhein un collegamento in parallelo: soluzionesemplice e poco costosa, ma che gesti­sce male eventuali ombreggiamenti equindi adatta a impianti con unici orienta­mento e inclinazione (v. impianto 1); b)inverter di stringa, che costituisce, di fat­to, un impianto a sé e offre le miglioriprestazioni energetiche nella gestionedegli ombreggiamenti (impianto 3); c) in­verter multistringa, soluzione intermediatra le due precedenti e applicata nel casodell’impianto 2 in regime master­slave(ogni inverter si attiva progressivamenteall’aumentare dell’energia solare inci­dente in ogni sottocampo).L’inverter svolge l’importante compito di

• Figura 4 ­ Disponibilità giornaliera media annua di energia solare normale al variare della geometria dicaptazione (Angoli Tilt e Azimut) di ogni impianto/sezione secondo i database d’insolazione Arpa (2012)e Pvgis.

• Figura 5 ­ Andamenti medi mensili della temperatura e della velocità del vento nel sito d’installazionedegli impianti fotovoltaici (rielaborazione su dati Arpa del 2012).

convertire l’energia elettrica prodotta dalgeneratore fotovoltaico, da corrente con­tinua (DC) ad alternata (AC), per l’utilizzodiretto o per l’immissione in rete. Questocomplesso apparato elettronico è in gra­do di condizionare e regolare il funziona­mento dell’impianto, grazie a specificisoftware e dispositivi hardware che pilo­tano la produzione fotovoltaica verso lamassima potenza possibile nelle diversecondizioni operative (funzione MPPT,Maximum Power Point Tracker); quindi,un’eventuale deviazione influisce negati­vamente sulla resa elettrica dell’interoimpianto.Tenuto conto di tutti questi fattori d’ineffi­cienza la resa elettrica annua di un im­pianto fotovoltaico di tipo “grid con­nected”, può cautelativamente essere sti­

mata in circa il 18% dell’energia solarecaptabile. Tale valore si ottiene detraen­do dal 100% teorico tutte le perdite ri­portate in Tabella 2: l’8% di perdite dipre­conversione, il 60% delle dissipazio­ni nel pannello e il 14% delle perdite nelsistema a valle (BOS).1.5. Modelli di stima dell’energiaelettrica consideratiIl nostro modello previsionale, sviluppatoin ambiente Microsoft Excel secondo lalogica mostrata in Figura 6, acquisisce iseguenti input: a) dati meteoclimatici dastazione Arpa; b) parametri tecnici d’im­pianto (orientazione, potenza totale in­stallata, rendimenti nominali di tutta lacomponentistica, dal pannello al trasfor­matore di tensione); c) valori da fontibibliografiche circa le perdite di conver­

sione per cablaggi, invecchiamento, ecc.,generalmente valutate su base annua.Su questa base di dati un apposito algo­ritmo fornisce gli andamenti orari del­l’energia solare captabile, delle perdite diconversione nei collettori e nel sistemadi condizionamento di potenza, del­l’energia elettrica producibile; esso offrealtresì all’utente la possibilità di ottenereun report su base annuale, sia dell’effi­cienza complessiva, sia della resa elettri­ca annua.Si osserva che per l’impianto 3, non es­sendo disponibili dati reali della potenzaoraria erogata, si è stimato un rendimen­to dell’inverter, quindi dell’intero sistemadi potenza, su base media annua me­diante valori bibliografici.Il modello PVGIS, invece, attraverso un

Energia solare captabile 100%

Processo di conversione FVPerdita energetica (% energia solare captabile)

Parziale Totale

Pre­conversione FV

Riflessione 4

8Polvere 1

Neve 1

Ombreggiamento 2

Pannello FVTecnologia 52

60Funzionale (Temperatura) 8

Sistema di condizionamentopotenza DC/AC

Cablaggi DC 1

14

(BOS) Inseguitore MPPT 2

Inverter 5

Clipping 1

Trasformatore 3

Cablaggi AC 1

Tempi d’inattività 1

Energia elettrica producibile 18%

TABELLA 2: VALORI INDICATIVI DI PERDITA ENERGETICA NEL PROCESSO DI CONVERSIONEFOTOVOLTAICA IN PERCENTUALE DELL’ENERGIA SOLARE CAPTABILE E CONVERTIBILE IN ELETTRICITÀ.

database meteoclimatico geo referen­ziato (CM­SAF) e i dati d’input dell’utentein termini di potenza installata totale del­l’impianto, tipo d’impianto e di pannellofotovoltaico con relativa orientazione econfigurazione, ovvero perdite previstenel sistema di condizionamento di poten­za, fornisce un piano previsionale di resaelettrica mensile per anno solare tipocongiuntamente alla stima delle perditedi conversione su base media annua.

Risultati e discussione1.6. Analisi delle produzioni dienergia elettrica registrate nell’an­no di esercizioLe produzioni di energia elettrica, regi­strate dai contatori aziendali durante il2012, sono state (Tabella 4) pari a 109,6MWh, 76,2 MWh e 694,3 MWh, rispetti­vamente per gli impianti fotovoltaici 1, 2 e3; per l’impianto 2 si tratta di un consunti­vo solo parziale perché privo di molti dati,come detto in precedenza.Ai fini di una valutazione tecnico­econo­mica, specie se comparativa fra più im­pianti, si ritiene preferibile fare riferimen­to alla produzione elettrica parametrataalla superficie o alla potenza installata.Su questa base (Tabella 4) si rileva che

l’impianto 3 ha prodotto mediamente cir­ca 0,57 kWh/m2/giorno, più di quantogenerato dagli impianti 1 e 2 che presen­tano valori pari rispettivamente a 0,46 e0,45 kWh/m2/giorno.Con riferimento alla Figura 7, si segnalacome si siano verificate, nel corso del­l’anno, importanti fluttuazioni delle pro­duzioni elettriche nei tre impianti dovuteall’alternarsi delle stagioni e alla variabili­

tà delle condizioni di esercizio e meteocli­matiche locali.In un confronto prestazionale dei tre im­pianti, considerando le stagioni estreme,inverno ed estate, si osserva che l’im­pianto 3 è stato il più produttivo nel perio­do invernale grazie alla miglior geometriadi captazione (0,35 kWh/m2/giorno),mentre, tra quelli integrati su tetto, l’im­pianto 1 ha prodotto più dell’impianto 2(0,15 contro 0,08 kWh/m2/giorno) acausa di strati di neve e ghiaccio formati­si sulla copertura quasi orizzontale di so­stegno (il fienile) in particolare in febbra­io (Figura 7). L’impianto 3, pur restando ilpiù efficiente in assoluto anche in estate,grazie ad una migliore ventilazione, harilevato il più piccolo incremento inter­stagionale (inverno­estate) di produzio­ne elettrica specifica (+0,47 kWh/m2/giorno) a causa dell’inclinazione non otti­male dei pannelli per il periodo estivo.Invece, gli impianti 1 e 2, hanno realizzatolo stesso incremento inter­stagionale(+0,50 kWh/m2/giorno).1.7. Stima dell’energia elettrica teo­ricamente producibileI valori di energia attesi, secondo il nostromodello previsionale e secondo il softwa­

• Figura 6 ­ Diagramma di flusso logico di modelli previsionali della resa elettrica di impianti fotovoltaici.

• Figura 7 ­ Produzione elettrica mensile per metro quadro di superficie captante relativa agli impiantifotovoltaici 1, 2 e 3 durante il 2012. Le linee a tratti si riferiscono a dati non disponibili.

re PVGIS, per gli impianti fotovoltaici inesame, sono riportati nei paragrafi se­guenti secondo la stessa sequenza logi­ca di calcolo mostrata in Figura 6, vale adire tenendo distintamente conto del­l’energia solare captabile da ogni superfi­cie e dell’efficienza di conversione degliimpianti (pannelli e catena di conversio­ne).1.7.1. Disponibilità di energia sola­re incidente sui pannelli fotovoltai­ciPer una data località geografica, la dispo­nibilità media annua di energia solarecaptabile è funzione dell’orientazione(Azimut) e dell’inclinazione (Tilt) del pan­nello fotovoltaico.In generale, un incremento dell’angolo diTilt produce effetti differenti in funzionedell’orientamento del piano fotovoltaico(Figura 8). Infatti, per un orientamento aSud, se cresce l’inclinazione rispetto al­l’orizzontale, l’energia solare captabileaumenta fino a un valore massimo cuicorrisponde un angolo di Tilt ottimale di32÷36° (condizione di massima efficien­za assoluta annua). Al contrario, perorientamenti a est e a ovest, un incre­mento d’inclinazione produce l’effettoopposto, come si vede in Figura 8, giac­ché a un aumento di efficienza consegui­bile quando il sole è più basso, in inverno,corrisponde un peggioramento equiva­lente quando il sole è più alto, nei mesiestivi. Più sfavorevole in assoluto èl’orientazione a nord in cui l’energia sola­re potenzialmente disponibile tende adannullarsi con il pannello in posizione ver­ticale.Per questi motivi, la miglior geometria dicaptazione nei casi da noi esaminati ri­sulta quella dell’impianto 3 (a terra) conun valore medio annuo di energia solarecaptabile di 4,7 kWh/m2/giorno comeconfermato dalle elaborazioni sui dati Ar­pa (Figura 4).Per gli impianti fotovoltaici integrati è in­vece fondamentale la conformazione deltetto (monofalda, a capanna, a shed) e

delle eventuali strutture di supporto.L’impianto 1 si trova in condizioni abba­stanza favorevoli grazie all’elevata pen­denza della falda di tetto. Infatti, l’energiasolare captabile è pari a 4,5 kWh/m2/giorno (sia secondo Arpa, sia secondoPVGIS) con una differenza, rispetto aquanto stimato per il più correttamenteorientato impianto 3, solamente del 6%.Ciò rivela che la soluzione integrata sutetto, nel caso di edifici con asse longitu­dinale orientato est­ovest e con copertu­re di discreta pendenza, possiede unbuon grado di competitività rispetto allasoluzione con disposizione libera (sia co­me orientazione che come inclinazione)dei pannelli, grazie allo sfruttamento del­la meglio esposta falda a sud.Nel caso dell’impianto 2, per le faldeesposte a est e ovest del tetto a capannadel fienile, (Figura 4), la disponibilità an­nua di energia solare captabile è prossi­ma a quella ottenibile da un pannello oriz­zontale nel sito d’interesse (3,8÷4 kWh/m2/giorno). Inoltre, confrontando, a pari­tà di orientazione, la falda ovest del fienilecon quella della stalla a stabulazione fis­sa (Impianto 2), si osserva come la mag­gior pendenza di quest’ultima non generiun grande calo dell’energia solare capta­

bile rispetto all’orizzontale. Al contrario,domina, rispetto alla pendenza, il fattoreorientazione: infatti, dal confronto, a pari­tà d’inclinazione, tra la falda sud dell’im­pianto 1 e quella ovest dell’Impianto 2, lamiglior orientazione della prima installa­zione determina un incremento di ener­gia solare captabile, riferita alla condizio­ne di piano orizzontale, superiore del14% rispetto alla seconda.1.7.2. Efficienza degli impianti fo­tovoltaici sulla base dei dati d’inso­lazione ArpaLe principali inefficienze negli impiantiesaminati sono riconducibili al funziona­mento dei pannelli fotovoltaici e del siste­ma di condizionamento di potenza elettri­ca DC/AC.In generale, essendo variabili nel tempo,sono stati scelti quattro periodi settima­nali, uno per stagione, e si è analizzata lavariabilità dei rendimenti stimati sia per ipannelli fotovoltaici che per la linea dicondizionamento a valle (Figura 9).Rendimento dei pannelliPer quanto riguarda il rendimento deipannelli, si evidenzia la miglior tecnologiadell’Impianto 3, al silicio monocristallino,durante tutta l’annata di esercizio, convalori massimi durante le stagioni inverno

• Figura 8 ­ Variazioni percentuali di energia solare captabile annualmente da un piano fotovoltaico,comunque esposto e inclinato rispetto alla condizione orizzontale, in funzione degli angoli di Tilt (da 0° a90°) e Azimut (da Sud a Nord). Le variazioni sono calcolate sulla base dei dati d’insolazione CM­SAF­PVGIS nel sito d’interesse.

(13,34%) e primavera (13,02%), e mini­mi nel periodo estivo­autunnale(12,52%) per effetto delle più alte tem­perature (Figura 9­a). I valori di rendi­mento da noi stimati risultano comunqueinferiori a quello nominale (14,5%).Anche i pannelli al silicio policristallino(impianti 1 e 2) presentano, durante lastagione estiva, rendimenti stimati infe­riori ai rispettivi valori nominali, per en­trambi gli impianti, attorno all’11,6%, conuna riduzione di circa 3 punti rispetto al

valore dichiarato dal costruttore (13,8%e 14% rispettivamente); riduzione di effi­cienza comunque superiore al 2% circa,valutato nel caso dell’impianto 3 grazie almiglior raffrescamento estivo.I pannelli degli impianti 1 e 3 mostranoun rendimento stimato abbastanza co­stante nell’anno con variazioni non oltrel’1% rispetto ai relativi valori nominali. Siosserva, infatti, in Figura 9­a, un anda­mento simile con valori massimi in inver­no e primavera, e minimi in estate e au­

tunno. Al contrario, il rendimento stimatodel pannello 2, pur registrando le stesseprestazioni estive del pannello 1, risentenegativamente della configurazione sutre sezioni dell’impianto e, conseguente­mente, delle tre differenti esposizioni; inparticolare, quelle delle sezioni sul fienileche, essendo quasi orizzontali, non ga­rantiscono una captazione di energia so­lare continua nel tempo. Infatti, in inverno,il rendimento stimato del pannello 2 èinferiore di 4 punti percentuali rispetto al14% nominale, a causa di prolungati pe­riodi di copertura nevosa.Rendimento della catena di conversionea valleIn Figura 9­b si osserva che, mentre ilrendimento stimato della linea di condi­zionamento di potenza (BOS) dell’im­pianto 3 risulta costante durante tuttol’anno ­ in quanto, come si è detto, stima­to su base media annua (Par. 1.5) ­, irendimenti BOS stimati per gli impianti 1e 2, mostrano un andamento variabile neltempo in funzione dell’efficienza mediadegli inverter valutata durante ogni perio­do campione. Infatti, durante la primaverae l’estate, i periodi dell’anno di massimaproduzione elettrica, quindi di maggiorcarico di esercizio degli inverter, i rendi­menti BOS stimati degli impianti 1 e 2tendono a valori più elevati, in media pariall’84%, mentre, in autunno e inverno,sono al di sotto dell’82%.Inoltre, confrontando, a parità di stagione,i valor medi del rendimento del sistema dicondizionamento dell’impianto 3 conquelli degli impianti 1 e 2 si evidenzia unvalore di efficienza maggiore del primo, evariabile da un massimo del 7,5%, in in­verno e autunno, a un minimo del 5,5%, inprimavera ed estate. Questa differenzaha una duplice causa.In primo luogo, il maggior tasso di obsole­scenza delle installazioni integrate su tet­to (più vecchie di due anni) in quanto ognianno di esercizio produce una riduzionedell’1% sul rendimento complessivod’impianto; in secondo luogo, il valore no­

• Figura 9 ­ Rendimenti stimati dei pannelli (a) e dei sistemi di condizionamento di potenza Bos (b) degliimpianti fotovoltaici durante le settimane campione di ogni stagione. I valori si riferiscono al giorno mediosettimanale.

minale considerato per l’inverter dell’im­pianto 3 (Par. 1.5), non variabile nel tem­po rispetto a quanto fatto nel caso degliimpianti 1­2, (Figura 9­b), genera unastima dell’efficienza complessiva annuadell’Impianto 3 di circa il 4% superiore aquelle realizzate per gli impianti 1 e 2.1.7.3. Efficienza degli impianti fo­tovoltaici: confronto con il modelloPVGISAnaloga stima delle perdite annue puòessere fatta secondo il software PVGISriguardo alle dissipazioni termiche neipannelli e a quelle complessive dell’im­pianto a valle.Con riferimento alla Tabella 3, si può os­servare che tanto le nostre previsioni diperdita termica nei pannelli, quanto quel­le del modello PVGIS confermano comel’impianto 3 a terra sia il migliore perchémeglio ventilato e orientato, mentre leinstallazioni integrate su tetto sono ca­ratterizzate da maggiori dissipazioni, spe­cialmente l’Impianto 2.Le previsioni del nostro modello sono ab­bastanza concordi con quelle fornite daPVGIS nel caso dell’Impianto 1, mentre

per gli Impianti 2 e 3, differiscono pereccesso, in media del 2,45%. Ciò è impu­tabile, nel caso dell’Impianto 2, a unamaggior temperatura di esercizio stimatanel nostro modello rispetto a quella forni­ta da PVGIS, specialmente nel periodoestivo, mentre, per l’Impianto 3, tale diffe­renza è causata dal più intenso effetto diraffrescamento per ventilazione, nel­l’estate del 2012, previsto nel nostro mo­dello.Per quanto concerne le perdite nel siste­ma di condizionamento di potenza(BOS), le stime fornite dal nostro modelloe quelle di PVGIS sono concordi nel casodegli impianti 1 e 2, evidenziando unoscostamento del ±0,40%. Per l’Impianto3 si registra una perdita di sistema infe­riore di circa il 6% rispetto a quanto valu­tato per gli impianti 1 e 2 perché, comeprima detto, in questo caso si è conside­rato il rendimento nominale dell’inverterdel 97% (es. se si fosse adottato un ren­dimento annuo calcolato analiticamentedel 93%, come fatto nel nostro modelloper gli Impianti 1 e 2, le perdite di siste­ma, anziché del 10,1%, aumenterebbero

fino al 13,9% ­ Tabella 3).E’ interessante infine osservare che l’Im­pianto 3 non presenta livelli di efficienzatotale tanto più elevati, secondo entrambii modelli previsionali, rispetto agli impianti1 e 2. Infatti, confrontando l’impianto 3con l’1 si ha una differenza di perditatotale variabile dal 4%, secondo PVGIS,al 5,7%, secondo il nostro modello. Ciòsignifica che gli impianti fotovoltaici inte­grati, se ben orientati e dimensionati,possono raggiungere livelli di efficienzateorici prossimi a quelli degli impianti aterra.1.8. Validazione dei modelli previ­sionali di resa elettrica degli im­pianti fotovoltaiciUna validazione delle stime di resa elet­trica, quella realizzata sulla base del no­stro modello, secondo i dati d’insolazioneArpa, e quella fornita dal software PVGiS,è stata realizzata per comparazione conle produzioni reali degli impianti fotovol­taici registrate nel 2012. Per questo si èadottato un parametro sintetico dato dalrapporto fra la differenza tra resa elettri­ca stimata e reale e quella reale espressoin percentuale(∆E= (Es­ER)∕ER .Entrambi i modelli hanno fornito stimenel complesso soddisfacenti, quanto aproduzione annua, con un’approssima­zione che si mantiene all’interno di un10% circa: per eccesso, nel caso degliimpianti 1 e 2, e per difetto, nel casodell’impianto 3 (Tabelle 4 e 5).Inoltre, il nostro modello sembrerebbefornire previsioni più precise nel casodell’impianto 3, mentre, per le installazio­ni integrate su tetto, impianti 1 e 2, ilmodello PVGIS fornisce stime più prossi­me alla resa elettrica reale. Quest’ultimacircostanza trova una parziale spiegazio­ne nell’eventualità che il soleggiamentoverificatosi in azienda sia stato inferiore aquello registrato nella stazione Arpa peralcuni periodi. Se, infatti, si fa riferimentoalle previsioni di perdita totale (Tabella 3),la previsione di PVGIS, a parità di perdita

IMPIANTO FV 1 2 3

Perdite diconversione

(%energia solareteorica)

Modellosu datiArpa

ModelloPVGIS

Modellosu datiArpa

ModelloPVGIS

Modellosu datiArpa

ModelloPVGIS

Pannello(Temperatura, bassoirraggiamento, ecc.)

13,40 13,70 14,60 12,90 12,80 9,60

BOS(Inverter, cavi,fenomeni diriflessione, ecc.)

16,40 16,00 16,50 16,90 10,10 16,30

Totale 27,60 27,20 27,90 27,20 22,00 24,10

I valori sono espressi in percentuale rispetto all’energia solare incidente sui pannellifotovoltaici.

TABELLA 3: PERDITE DI CONVERSIONE PREVISTE DAL NOSTROMODELLO, SECONDO I DATI METEOCLIMATICI ARPA, E QUELLEFORNITE DAL SOFTWARE PVGIS RELATIVAMENTE AGLI IMPIANTIFOTOVOLTAICI 1, 2 E 3 DURANTE IL 2012.

totale, nel caso degli impianti 1 e 2, risul­ta più precisa del 9% rispetto a quella delnostro modello, su base annua, e, in mag­gior misura, nel periodo invernale, (Tabel­la 5). Tuttavia l’ipotesi di una sovrastimadell’intensità d’insolazione Arpa rispettoal reale aziendale, non trova confermaper quanto riguarda l’impianto 3, la cuiproduzione prevista è inferiore al reale.Anzi, se si applicasse per il rendimentodell’inverter di questo impianto un model­lo analitico di stima analogo a quantofatto per gli impianti 1 e 2, la perditatotale dell’impianto aumenterebbe con­tribuendo ad abbassare ulteriormente lastima di resa elettrica del nostro modellorispetto alla produzione reale. Ne derive­rebbe una riduzione del relativo •• annuoverso valori negativi più elevati, più pros­simi, peraltro, alle previsioni PVGIS (dal­2,76% al ­10,90%). Si osserva dunqueun’incertezza generale sulla stima delleperdite di pre­conversione fotovoltaicaper l’annata in esame o, comunque, l’esi­stenza di fattori di variabilità dell’intensitàsolare non considerati in entrambi i mo­delli.In definitiva, l’Impianto 3 ha presentatonel 2012 una produzione elettrica mag­giore rispetto alle previsioni, sia secondoil modello basato sui dati Arpa sia secon­do quello PVGIS. Nel caso delle installa­zioni complanari, l’Impianto 1, quantun­que della stessa potenza del 2, ha pro­dotto più di quest’ultimo, sia secondo idati di produzione elettrica reale, che se­condo le stime fornite dai modelli previ­sionali di cui sopra, grazie alla miglioreesposizione e orientazione ovvero allaconfigurazione del sistema BOS.

ConclusioniL’analisi prestazionale condotta sui datireali di produzione di energia elettricadegli impianti esaminati ha in primo luogoevidenziato che l’installazione a terra (im­pianto 3) è quella energeticamente piùefficiente, per unità di superficie fotovol­taica, rispetto alle installazioni integrate

sui tetti degli edifici, con una differenzaannua del 26% durante il 2012 (Tabelle3 e 4). Concorrono a tale risultato unaserie di fattori: l’orientazione quasi otti­male (16%) e la miglior componentistica(10%), ivi includendo la miglior tecnolo­gia fotovoltaica (1%), il maggior raffre­scamento estivo (3%), il sistema d’inver­sione con inverter dedicato per stringa(4%), ideale per gestire eventuali om­breggiamenti e/o variazioni repentinedell’energia solare incidente, la minor ob­solescenza tecnica (2%).Il modello di stima dell’energia elettricaproducibile da ogni impianto fotovoltaicoqui illustrato, utilizzando i dati meteocli­matici misurati nella più vicina stazioneArpa e quelli tecnici reperibili sulla com­ponentistica degli impianti, ha consentitodi ottenere risultati direttamente raffron­tabili, per l’annata di esercizio esaminata,con le previsioni fornite dal software tec­nico­commerciale PVGIS, che impiega,invece, database meteoclimatici basatisu serie di rilevamenti satellitari ultrade­cennali.I risultati ottenuti dal nostro modello han­no evidenziato una maggior variabilitànella previsione della resa elettrica men­sile al variare delle stagioni rispetto aquanto desumibile da PVGIS a causa diperdite di pre­conversione non facilmen­te valutabili (es. neve) o comunque fattoridissipativi non noti a priori. Tuttavia le

nostre previsioni di perdita totale per gliimpianti esaminati sono state in generaleconcordi con quelle fornite da PVGIS.Per quanto riguarda la stima delle reseelettriche, il software PVGIS ha fornitorisultati più vicini alle produzioni reali perquanto riguarda le installazioni integratesu tetto, con una precisione maggiore del9% rispetto al nostro modello. Viceversaquest’ultimo ha fornito una previsione piùaccurata del 7% per l’impianto a terra.Tale differenza può derivare tanto dall’in­certezza sulle perdite di pre­conversioneassunte nel nostro modello, quanto dalladiversa distribuzione dell’intensità solare,quale inevitabilmente si ottiene confron­tando rilevamenti a terra di un dato anno,(come sono i dati Arpa), con misure sa­tellitari mediate su una serie di più anni,(quali si trovano in PVGIS). Probabilmen­te si tratta di un concorso di entrambe lecause ipotizzate. Ciò detto si evince chePVGIS ben si presta per previsioni di me­dio­lungo termine (es. vita tecnica di unimpianto), ma meno per valutazioni subase annua o comunque di breve duratatemporale.I due modelli previsionali hanno inoltremostrato come, passando dall’installazio­ne a terra a quelle integrate sul tetto, laperdita di energia prodotta sia compresatra il 6% e l’11% (Tabella 3 e 4). Unadifferenza non di grande rilievo che cipermette di affermare che gli impianti

IMPIANTO FV 1 2 3

Energia elettrica prodotta nel 2012 (MWhel) 109,6 76,2 694,3

Produzione elettrica media giornaliera nel 2012(kWhel/m2/giorno)

0,458 0,446 0,574

Resa elettrica giornaliera mediaannua stimata

(kWhel/m2/giorno)

Modello su dati Arpa 0,509 0,497 0,56

Modello PVGIS 0,47 0,455 0,493

TABELLA 4: PRODUZIONI ELETTRICHE REALI ANNUE E MEDIEGIORNALIERE PER METRO QUADRO DEGLI IMPIANTIFOTOVOLTAICI 1,2 3 E RELATIVE PREVISIONI DI RESA ELETTRICASECONDO IL NOSTRO MODELLO SUI DATI D’INSOLAZIONE ARPA,E SECONDO IL SOFTWARE PVGIS.

fotovoltaici installati su tetto, se si dispo­ne di falde ben orientate e inclinate, con­dizione solitamente facile da realizzare inun’azienda zootecnica dotata di ampiesuperfici coperte, possono costituire unavalida soluzione anche rispetto alle in­stallazioni a terra le quali, peraltro, com­portano effetti negativi sul piano ambien­tale.Questo, naturalmente, se si adottano tuttigli accorgimenti progettuali e gestionaliche consentano di ottimizzare le presta­zioni di detti impianti. Dal punto di vistacostruttivo, gli aspetti fondamentali daconsiderare sono, innanzitutto, l’orienta­zione, l’esposizione e la conformazionedel tetto (vedi, per le condizioni ottimali,l’articolo “Pannelli Solari. Se si applicanoalle stalle” di P. Liberati e P. Zappavigna,n. 13/2013); inoltre assume rilevanteimportanza la tipologia della componenti­stica installata, con particolare riguardoai pannelli e agli inverter posti nella lineadi condizionamento di potenza a valle.L’influenza della tecnologia fotovoltaicaimpiegata è importante specialmente perimpianti integrati con orientazione nonottimale e/o con impianti suddivisi in piùsezioni. Nella progettazione di queste in­stallazioni si deve ammettere a priori unaproduttività, energetica ed economica, ri­dotta rispetto a quella garantita da un

impianto di stessa potenza, ma conorientazione idonea. Per questo motivo,la scelta della tecnologia fotovoltaica de­ve tener conto anche dell’aspetto econo­mico perché un pannello al silicio mono­cristallino offre sì migliori rendimentienergetici, di uno in policristallino, ma èanche più costoso. Perciò se non è im­piegato nelle condizioni ottimali potrebbeportare a svantaggi sul piano del ritornoeconomico. In effetti, i pannelli al siliciopolicristallino impiegati negli impianti in­tegrati qui esaminati, hanno sì rendimentinominali più bassi rispetto a quelli in mo­nocristallino, ma consentono anche dicaptare meglio la quota d’irraggiamentodiffuso, particolarmente rilevante nelNord Italia per la presenza di frequentiannuvolamenti o nebbia.Altro fattore importante è il mantenimen­to di una bassa temperatura del pannello,specie in situazione stiva quando si rag­giungono temperature di esercizio oltre i60°C. Abbiamo, infatti, osservato che leperdite di conversione in estate possonoarrivare fino al 14% rispetto al 10÷12%dell’impianto a terra. Pertanto occorre­rebbe prevedere una buona circolazioned’aria attorno ai collettori, cosa più pro­blematica, ma non impossibile da ottene­re, per i moduli a integrazione totale (es.con un adeguato distanziamento fra fon­

do del pannello e copertura tenendo al­tresì conto della direzione delle brezzeestive).La linea di condizionamento di potenzaDC/AC è anch’essa sede di dissipazionilegate fondamentalmente al tipo e allaconfigurazione degli inverter, ossia al lorocorretto dimensionamento e funziona­mento al variare del carico. Solo quest’ul­timo aspetto, infatti, può generare unaperdita fino a un massimo del 7% subase annua, secondo le nostre stime.Nel complesso, le perdite di sistema pro­ducono una riduzione fino al 17% del­l’energia solare convertibile, sia secondoil nostro modello che sulla base delleprevisioni fornite da PVGIS. La sceltadella configurazione degli inverter, per in­stallazioni integrate, dipende dall’orienta­zione e dalla presenza di più sottocampifotosensibili. Se per un impianto integra­to su un’unica falda ben esposta, si predi­lige un inverter centralizzato, più econo­mico, nel caso d’installazioni con più se­zioni e orientazioni, è consigliabile ricorrea una configurazione multistringa, più co­stosa ma che offre un livello di efficienzapiù elevato dando la possibilità di gestireeventuali attenuazioni solari in modo di­saccoppiato (sia ombreggiamenti di edi­fici adiacenti che la maggior nuvolositàdurante i mesi invernali).Infine si osserva come, dal punto di vistadella gestione di un impianto fotovoltai­co, sia utile disporre oltre che di un con­tatore dell’elettricità prodotta, anche diun sistema di monitoraggio adeguatoche, mediante misurazioni in loco dell’in­tensità d’irraggiamento normale ai pan­nelli e della loro temperatura, consentadi ricavare indicazioni qualitative sulleprestazioni del sistema. Impiegando mo­delli previsionali di resa elettrica, comequello da noi realizzato, con questi dati è,infatti, possibile eseguire una valutazio­ne qualitativa ex post del processo diconversione e individuare soluzioni attea ottimizzare le prestazioni degli impianti,esistenti o di nuova costruzione. •

IMPIANTO FV 1 2 3

ΔE (%)Modello sudati Arpa

Modello Modello sudati Arpa

Modello Modello sudati Arpa

Modello

PVGIS PVGIS PVGIS

Inverno 25,71 11,63 13,99 8,46 24,78 ­8,39

Primavera 10,21 2,28 12,67 5,12 ­8,15 ­11,92

Estate 8,26 ­1,96 10,97 ­3,51 ­9,82 ­14,28

Autunno 15,31 13,33 6,62 17,69 4,72 0,22

ANNO 11,07 2,49 11,43 1,91 ­2,76 ­10,6

TABELLA 5: VARIAZIONI ••, STAGIONALI E ANNUE, DELL’ENERGIAELETTRICA STIMATA SECONDO IL MODELLO PREVISIONALE SUIDATI ARPA, E SECONDO IL SOFTWARE PVGIS, RISPETTO AQUELLA REALMENTE PRODOTTA DAGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 1,2 E 3 DURANTE IL 2012.